中国石油工程设计大赛方案设计类作品

年4月19日中国石油工程设计大赛方案设计类作品文档仅供参考团队编号:16105004中国石油工程设计大赛方案设计类作品比赛类别油气田开发工程单项组完成日期4月14日中国石油工程设计大赛组织委员会制作品简介本设计方案是在调研与学习相关的国家、行业以及企业标准、<油气油气集输工程>、<SafetyRegulationsforFPSU>等以及石油工程领域最新文献资料的基础上,参照<海洋石油工程设计指南>中的相关要求,针对目标区块设计工程方案进行的综合性优化与设计。本设计方案研究目标区块为一具有复杂断层的半背斜断块油气藏。根据大赛给出的基础数据以及查阅相关规范,设计了多套方案,后经过方案的可行性和经济性比选,最终选择了一种海底井网部署方案进行详细设计。在方案设计中,用AutoCAD软件对井网进行综合部署;用MicrosoftVisualStudio软件对海底汇管位置进行最优计算以及产出的石油和天然气的基本物性参数进行了计算;用PIPEASE软件和Excel软件对整套海底油气田设计方案中管道系统进行了管网仿真,包括管道在不同管径、壁厚、海管埋地深度、保温层的压力变化和温度变化进行了综合模拟,最后优选出一套最佳方案。另外,综合考虑基础设计数据,选取FPSO作为海洋油气田的主要集输处理中心,并对FPSO进行了初步设计,对处理站的流程进行了设计,分别进行了分离器、压缩机组、脱酸装置、脱水装置的设计计算,选出适合方案设计的设备。本设计还对整个油气田的自控系统、电力工程、通信工程、给排水及消防、供热和暖通、生产维修工程、安全、节能节水及海洋环境保护等方面进行了详细的描述,完成了一套完整的油气田开发设计方案。目录作品简介 I第一章总论 11.1设计原则 11.2相关的法律、法规和标准 11.3油气田概况 41.3.1井位布置 41.3.2自然环境 5第二章集输管线管网设计布局 72.1混输管线设计 72.1.1管径的初步选择 92.1.2管道壁厚的选择 142.1.3管材的选择 162.2混输管线的模拟校核 172.2.1模拟参数确定 172.2.2混输管线的数值模拟 202.2.3混输管线数值模拟结果 292.3油气多相混输泵的选择 312.3.1各种海底油气多相混输泵的研究和应用情况 312.3.2混输泵的选择 352.4防腐与阴极保护 372.4.1防腐与腐蚀监控 372.4.2阴极保护 392.5线路保温层的选择 402.5.1保温材料的选用原则 402.5.2保温材料的选用 40第三章FPSO海上浮式生产储油船 423.1FPSO总体设计 423.1.1总体设计概念 423.1.2设计规范和标准 433.1.3主船体尺度的确定 433.2FPSO结构设计 453.2.1结构设计内容 453.2.2结构特点 453.2.3船体结构设计载荷 453.2.4船体强度分析 453.3FPSO系泊系统设计 453.3.1单点系泊功能 463.3.2单点系泊系统 463.3.3设计规范与法规 473.4FPSO立管系统设计 473.5FPSO货油外输系统设计 483.5.1靠泊方式 483.5.2运输油轮 483.5.3FPSO艇部原油外输作业的基本操作过程 493.5.4外输泵选型 503.6FPSO数字化设计 513.7主要处理流程及设备选取 513.7.1处理流程 513.7.2主要设备选取 52第四章港口接收站设计 704.1码头选址 704.2LNG接收终端的选择 704.3原油接收终端的选择 714.4接收站的计量与再处理 72第五章给水工程、污水处理 735.1给水工程 735.1.1用户及用水量计算 735.1.2海水提升泵 745.2污水处理 755.2.1海上含油污水的排放标准 755.2.2设计条件 765.2.3水处理流程 765.2.4生活污水处理 76第六章自动控制 786.1设计范围 786.2设计原则 786.3SCADA 786.4自动控制系统方案 796.4.1油田管理模式 796.4.2系统配置 796.4.3仪表选型 80第七章消防安全 827.1危险区域划分 827.1.1危险区域划分的目的 827.1.2危险区域划分的原则 827.1.3危险区域划分的规范 837.2防火区域划分 837.2.1防火区域划分的目的 837.2.2防火区域划分的原则 837.2.3火灾的分类 847.2.4防火区域划分的规范 857.3消防水系统 857.3.1消防水系统的介绍 857.3.2消防水系统的设计 86第八章电力系统 898.1电力系统简介 898.2电力系统的构成 898.3电力系统的设计范围 918.4电力系统设计应遵循的规范与标准 92第九章通信系统 939.1通信系统简介 939.2通信系统分类 939.3通信系统内容 939.3.1卫星地球站(TES) 939.3.2中短波单边带无线电台(SSB) 949.3.3微波扩频通信(SSR) 949.3.4海底电缆通信 949.3.5电话系统(PABX) 959.3.6声力电话系统(SPT) 969.3.7广播娱乐报警系统(PA) 969.3.8应急无线电设备 969.3.9气象系统 979.3.10局域网 97第十章海洋环境保护 9810.1环境保护采用的标准 9810.1.1海上工程设计采用的环境保护法规 9810.1.2海上工程设计采用的环境保护标准 9810.2环境保护控制的目标 9810.3主要污染源和污染物 9810.3.1水污染源及污染物 9810.3.2固体及废物污染源及污染物 9910.3.3噪声、振动的污染源和污染物 9910.4控制污染与生态破坏的初步方案 9910.4.1水污染控制方案 9910.4.2固废污染控制方案 9910.4.3噪音污染控制方案 99第十一章职业卫生 10011.1编制依据 10011.1.1相关法律法规 10011.1.2相关标准和规范 10011.1.3中国海洋石油总公司规则 10011.2职业病危害及防护措施 10111.2.1职业病危害因素 10111.2.2主要防护措施及防护设备 101附录一费马点程序 104附录二距离计算程序 105附录三物性计算程序 107第一章总论1.1设计原则1、贯彻国家基本建设方针政策,遵循国家和行业的各项技术标准、规范。2、贯彻”安全、环保、节能、高效、科学、适用”的指导思想,紧密结合上、下游工程,以保证集输系统和原油处理厂的安全、平稳地运行,减少本工程对环境的污染。3、合理利用井口流体的压力能,适当提高集输系统压力,降低集输能耗。4、充分利用周边地区已建设施,因地制宜,力求设计方案工艺流程简洁、布局合理、投资节省。5、结合整体开发方案考虑地面工程设计,为改扩建留有余地,使油田整体开发时能充分利用试采工程已建设施。1.2相关的法律、法规和标准1、有关的国家法规<中华人民共和国文物保护法>12月29日<中华人民共和国水土保护法>1991年6月29日<中华人民共和国环境保护法><压力容器安全技术监察规程>质技监局发[1999]154号;<中华人民共和国安全生产法>主席令第70号();<中华人民共和国消防法>主席令第6号();<石油天然气管道保护条例>国务院令第313号;<危险化学品安全管理条例>国务院令第344号;<使用有毒物品作业场所劳动保护条例>国务院令第352号;<特种设备安全监察条例>国务院令第59号();<中华人民共和国防洪法>;<中华人民共和国河道管理条例>;国家、行业和工程所在地河道、航道的其它相关政策、法规。2、有关的国家标准、规范及技术规定<油气集输设计规范>(GB50350-)<输送流体用无缝钢管>(GB/T8163-)<石油化工建(构)筑物抗震设防分类标准>(GB50453-)<油气输送管道线路工程抗震技术规范>(GB50470-)<油气输送管道穿越工程设计规范>(GB50423-)<建筑抗震设计规范>(GB50011-)()<火灾自动报警系统设计规范>(GB50116-1998)<电子计算机机房设计规范>(GB50174-93)<石油化工企业自动化仪表选型设计规范>(SH3005-1999)<石油化工仪表管道线设计规范>(SH/T3019-)<石油化工可燃气和有毒气体检测报警设计规范>(SH3063-1999)<油气田及管道仪表控制系统设计规范>(SY/T0090-)<油气田及管道计算机控制系统设计规范>(SY/T0091-)<油气管道仪表及自动化系统运行技术规范>(SY/T6069-)<石油化工企业控制室和自动分析器室设计规范>(SH3006-1999)<石油化工仪表供电设计规范>(SH/T3082-)<石油化工仪表接地设计规范>(SH/T3081-)<工业企业通信设计规范>(GBJ42-93)<工业电视系统工程设计规范>(GBJ115-87)<视频安防监控系统工程设计规范>(GB50395-)<长途通信光缆线路工程设计规范>(YD5102-)<全介质自承式光缆>(DL/T980-)<石油化工企业电信设计规范>(SH/T3153-)<石油化工装置电信设计规范>(SH/T3028-)<入侵报警系统工程设计规范>(GB50394-)<供配电系统设计规范>(GB50052-95)<10kV及以下变电所设计规范>(GB50053-94)<电力装置的继电保护和自动装置设计规范>(GB/T50062-)<电力装置的电测量仪表装置设计规范>(GB/T50063-)<爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范>(GB50058-92)<通用用电设备配电设计规范>(GB50055-93)<电力工程电缆设计规范>(GB50217-)<低压配电设计规范>(GB50054-1995)<钢制压力容器>(GB150-1998)第1,2号修改单<承压设备无损检测>(JB/T4730.1～4730.6-)<污水综合排放标准>(GB8978-96)<建筑设计防火规范>GB50016-<建筑地面设计规范>(GB50037-96)<建筑内部装修设计防火规范>(GB50222-95(修订本))<民用建筑热工设计规范>(GB50176-93)<建筑物防雷设计规范>(GB50057-94())<砌体结构设计规范>(GB50003-(局部修订版))<建筑地基处理技术规范>(JGJ79-)<建筑结构可靠度设计统一标准>(GB50068-)<建筑地基基础设计规范>(GB50007-)<混凝土结构设计规范>(GB50010-)<电力设施抗震设计规范>(GB50260-96)<交流电气装置的过电压保护和绝缘配合>(DL/T620-1997)<交流电流装置的接地>(DL/T621-1997)<生活饮用水卫生标准>(GB5749-)<建筑物电子信息系统防雷技术规范>(GB50343-)<建筑灭火器配置规范>(GB50140-)<锅炉大气污染物排放标准>(GB13271-)<工业企业设计卫生规范>(GBZ1-)<钢质管道外腐蚀控制规范>(GB/T21447-)<埋地钢质管道聚乙烯防腐层>(GB/T23257-)<钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准>(SY/T0414-)<埋地钢质管道阴极保护技术规范>(GB/T21448-)<埋地钢质管道硬质聚氨酯泡沫塑料保温层技术标准>(SY/T0415-1996)<阴极保护管道的电绝缘标准>(SY/T0086-)<石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范>(SH3022-1999)<输油(气)钢质管道抗震设计规范>(SY/T0450-)<管道干线标记设置技术规定>(SY/T6064-94)<钢质管道穿越铁路和公路推荐做法>(SY/T0325-)<工业企业厂界噪声标准>GB12348-<工业企业噪声控制设计规范>GBJ87-85<压力容器安全技术监察规程>1999版<钢制焊接常压容器>(JB/T4735-1997)<钢制焊接常压容器>(JB/T4735-1997)<钢制卧式容器>(JB/T4731-)<石油化工企业燃料气系统和可燃气体排放系统设计规范>(SH3009-)<油气田柴油机发电站设计规范>(SY/T0080-)<锅炉房设计规范>(GB50041-)<石油化工安全仪表系统设计规范>(SH/T3018)<管道下向焊接工艺规程>(Q/CNPC78-)<管道干线标记设置技术规定>(SY/T6064-94)<油气输送管道穿越工程施工规范>(GB50424-)<钢制管道焊接及验收规范>(SY/T4103-)<油气管道焊接工艺评定方法>(SY0452-)<涂装前钢材表面预处理规范>(SY/T0407-97)<涂装前钢管表面锈蚀等级和除锈等级>(GB/T8923-88)<埋地钢质管道阴极保护参数测试规范>(SY/T0023-1997)<阴极保护管道的电绝缘>(SY/0086-1995)<油气输送管道穿越工程设计规范>(GB50423-);1.3油气田概况1.3.1井位布置本次设计方案研究目标区块为一具有复杂断层的半背斜断块油气藏。工区面积约5.5km,东西宽约1858m,南北长约2980m。构造区距离最近港口油库为120海里,区域水深1350～1525m。1.3.2自然环境风向和风速经统计,该海域主导风向为NE,次主风向S,风玫瑰见下图:图1-1风玫瑰图水文条件.1水温海区表层及近底层水温参数见下表:表1-1水温参数位置水温(℃)最高最低表层水温29.017.0近底层水温(1500m深度)3.52.0在进行管网设计及数值模拟的过程中,海底埋地管线采用海区1500m深度的最低温度进行计算.2波浪由于该海域海浪以风浪为主,常浪向与主风向具有较强的一致性,该海域的主浪向为NE,次主浪向为S,浪玫瑰见下图:图1-2浪玫瑰图.3海流该海域主流向为WNW,流玫瑰见下图:图1-3流玫瑰图第二章集输管线管网设计布局2.1混输管线设计本次集输管网设计的目标为将油田所产油气进行集中并处理,安全输送至海岸处终端接收站(距开发区块120海里)进行进一步处理或外输。该区块部署新井12口,同一坐标位置部署两口相邻的生产井,井口坐标如下表2-1所示:表2-1井口位置坐标井号井口坐标XY13218824839862321340248317333212162482615432228424839845321968248316663221592482302根据6个井口位置,经过费马点(”费马点”是指位于三角形内且到三角形三个顶点距离之和最短的点。若给定一个三角形ABC的话,从这个三角形的费马点P到三角形的三个顶点A、B、C的距离之和比从其它点算起的都要小。这个特殊点对于每个给定的三角形都只有一个)的计算,能够得出集输点的坐标P(321685,2483216)。利用MicrosoftVisualStudio软件进行费马点P的计算,如下图2-1所示,代码见附录一:图2-1费马点计算程序图根据油田地面概况以及油田原油、采出水及天然气的物性参数,决定采用以下集输方案。油井采出物(含水含气原油)经由井组出油管线输至集输点P,各井组来油进入集输点P混合,混合油多相流混输泵加压后,进入FPSO立式水套炉加热,加热至15~20℃后进入密闭分离装置进行油气分离,分离出的伴生气经气液分离器分液后,一部分作为水套加热炉燃料,剩余伴生气和原油则经过穿梭邮轮至图2-2各井口及集输点示意图其中各井口到集输点的距离利用MicrosoftVisualStudio软件进行计算,如下图2-3所示,代码见附录二。图2-3各井口到集输点距离计算程序图运行结果如下表所示:1号井2号井3号井4号井5号井6号井到集输点P点距离866m347m762m973m287m1029m2.1.1管径的初步选择在不加热油气集输管线中,因为输送温度低,油气水在管线中常呈气体—幂律液体两相水平管流,其管径选择的合理与否,直接影响着整个系统的生产及其经济效益。管径对于不加热油气集输管线流动规律的影响在气液两相水平管流中,按层流、紊流两种基本流动状态已远不能准确描述其流动规律,而必须按层状流、波状流、泡状流、团状流、冲击流、环状流及雾状流等7种基本流动型态描述其流动机理及规律。因而在两相水平管线中,管径与摩阻之间的关系变得非常复杂,很难用一个简单的函数关系表示出来,这是因为:1、在其它参数一定的条件下,管径的变化将引起流速的变化,从而导致流动型态发生变化。在不同流动型态下,摩阻与管径之间的关系完全不同;同时由于摩阻的变化,将使管线的工作压力发生变化,从而导致气体体积流量和流速的变化,这种变化又将反作用于流动型态,结果使管径与摩阻之间的关系异常复杂。2、不加热油气集输系统中,油水混合物常呈幂律液体状态。当管径发生变化时,液体流速也将随之发生变化。增大管径既有降低摩阻的有利方面,同时也有使液体流速降低,剪切降粘作用变小,从而使液体视粘度增大的不利方面。3、不加热油气集输管线中,当原油含水率及温度发生变化时,油水混合物的流变特性也随之发生变化。因此在不同的含水阶段,管径与摩阻之间呈不同的变化规律。综上所述,管径对气液两相水平管流的流动规律有显著影响,因此根据气液两相流动规律优选管径具有重要的现实意义。管径的选择方法不加热油气集输管线的管径选择采用试算法进行。1、初选管径:d=式中:Q——原油体积流量;V——管道内原油经济流速。2、假定几种可供初步选择的管径D。取经济流速1、1.5、2、表2-2经济管径流速(m/s)11.522.5管径(mm)0.28取平均值D=0.23m3、按气液两相流动规律分别计算在已假定的不同管径及其运行参数(如:压力、温度、流量等)下的压力损失及其它能耗。其中压降的计算方法如下:(1)层状流和波状流-式中:dpdx——A——管线过流断面的面积;τ1、τgS1、Sg(2)泡状流-式中:λmVm——ρm——气液混合物的平均密度;Vg'、VX——质量含气率。(3)团状流和冲击流-式中:ρg、ρQg、Re2——两相a、b(4)环状流-式中:dpdxsg——φg2——分气相折算3、按照以上计算结果及实际生产所要求的工艺参数,选择几种管径。进行经济对比后,从中优选。在进行压降计算时,因管线中气、液物性参数大多为温度和压力的函数,故应首先将整个管线分为若干段,计算每一段平均温度和压力下流体的物性参数,然后判定其流动型态,选用相应的压力梯度公式进行压降计算。为了使计算结果准确,每一管段均需用迭代法进行计算。PIPEPHASE模拟软件的介绍由于多相流计算的困难性,在本次设计中,采用PIPEPHASE软件进行管道的仿真模拟。PIPEPHASE软件主要用于油田集油系统油气水三相流混输计算,包括了油气水多相混输管道的稳态计算模块。该软件对多相混输管道的工艺计算采用多个经验相关式,由于每个相关式都来自于一个特定范围的实验数据录取条件。因而,当相关式用于与当时实验条件相近的工况时,其计算结果比较准确,而用于偏离当时实验条件工况时,其计算结果的误差就比较大。影响PIPEPHASE软件混输计算结果的主要因素有介质的流量、油气比、含水率、原油物性(粘度、密度以及流变性)以及混输管道的管径和管道长度等。物性输入界面如下图所示:图2-4物性输入界面PIPEPHASE软件用于混输管道工艺计算时,相关经验式有二十多种,当前主要应用贝格斯—布里尔(BBM)相关式进行工艺计算。在本设计中,应用BBM相关式进行水平管道水力热力计算,如下图2-5所示,用Duns-Ros相关式进行竖直管的水力热力计算,如下图2-6所示。图2-5水平管水力计算模型图2-6立管水力计算模型管径设计原则本设计在满足安全生产及任务输量要求的前提下,力求满足以下原则:1、结合实际情况,技术先进,经济合理,安全适用。2、认真贯彻执行国家的方针政策,严格遵守相关设计标准,综合权衡安全、环保、经济等诸多因素,优化设计。3、努力汲取国外一切适用的先进技术成果,利用自动化技术、计算机技术、控制技术、检测技术、仿真技术在管道设计中向实现智能管道技术迈进。4线路则选那些工程量小、技术上可行、施工方便的地点。2.1.2管道壁厚的选择海上工程风险高,施工技术要求苛刻,投资巨大,其中海底管道的投资占了很大的比重。海底管道设计中一项重要的内容就是管径和壁厚的选定问题。海底管道的外径主要是根据工艺流量和压力,结合经济和安全两方面因素确定,材质主要考虑强度大小以及制造工艺的优劣和价格因素。壁厚是管径以外最重要的参数,在设计海底输送油气管道的壁厚过程中,应考虑多方面的因素。以管径为219mm单壁管道为例,壁厚增加1mm,每公里管道的重量就要大约增加5.1t,另外还关系到海底管道安装方法的选择,以及经济投资的决策。经济合理的壁厚数据,反映了海底管道工程的设计、制造以及安装水平。当前,中国的海底管道设计者主要依据DNV1981版海底管道设计规范,等同使用,还有CCS1992版<海底管道设计规范>。在以上规范规定中,对于设计壁厚和计算壁厚的规定很少,且很笼统。技术人员在工程设计中都是根据经验选取,存在很大的随意性。在DNV中,基于概率极限设计方法,对于管道的壁厚选取有较明确的规定,这样设计者能够有章可循。海底管道壁厚的设计由于海底管道特殊的工作环境,应严格要求管壁不出现泄漏,特别是输送油气介质的管道,管壁一旦泄漏,会造成大面积的海洋环境污染,且维修困难。规范规定,管道应定期(比如1年)进行在线检测,其中包括沿线冲刷、管内外壁的腐蚀及焊缝缺陷等。由于当前还没有足够的技术力量,还很难做到定期检验,因此提高管壁厚度,增加安全裕度很有必要.胜利油田正在着手研究海底管道的水下检测技术。根据施工和设计的经验,对于中小管径的管道,和海水的相对密度相比,在空管的状态下,在1.0～2.0之间为宜,如果相对密度超过2.0,会给管道铺设造成困难,如果小于1.0对于存在偶然荷载、落体和其它外部荷载作用的海底管道,而且没有相应的安全措施,当管径等于或超过219mm,安全区划分为高危险区而且所在区域为2区时,管道的壁厚应不小于12mm。海底管道壁厚的计算(1)计算抵抗压爆的能力,主要是管道内外的压力,包括外部静水压力和管内流体的压力。比如管子在工厂内进行静水压试验,检验管子本身会不会出现渗漏和渗水现象;海底管道投产前,做管段或者整条管道的水压试验,检验整个管路是否严密不漏。此种情况的计算壁厚采用t对于操作期的计算壁厚:t式中:t——管子的设计壁厚,即公称壁厚(不考虑腐蚀裕量)t1——tfab——管子tcorr——(2)计算管道抵抗压力之外荷载的能力,比如拖曳力,管道的弯曲等时;在计算起吊、铺管船铺管或者海上拖管等施工应力分析时,计算壁厚取:t其它情况取:t(3)在计算管道的水下重量,校核海底在位稳定性时,一般宜减掉腐蚀裕量,计算壁厚:t壁厚计算本次设计管道所在海区属于浅海和深海的过渡区,水深为1400至1500m,链接最短347m,最多1029m的海上油气集输干线,设计寿命35年,环境载荷按照50年重现期选取由于输油管道需要保温,因此选用常规的保温结构,初步内管选择Ф230*12,外管Ф250*12。这样内管还会受到外管和泡沫夹克材料的保护,避免了直接和海底土壤接触,且管道埋设到泥面以下1.5m,安全性很好。考虑到管段运输、管道铺设以及海底稳定性等因素,D/t的数值分别为34.91(内管)与35.41(外管),该双层管道的相对密度为1.85,管道的在位稳定性较好,且易于铺设。对于内管;t=12mm,tcorr=3mm(只考虑管道的内腐蚀裕量),t对于外观:t=12mm,tcorr=01、管道的环向应力计算壁厚操作工况t1=t-tfab-t表2-3管道设计工况操作启动试压内管7.5mm10.5mm10.5mm外管10.5mm10.5mm10.5mm2、在计算管道由于温度、土壤压力和地震引起的纵向应力时,计算壁厚取为t1=t3、在校核管道的屈曲和压溃时,计算壁厚取为t1=t-t4、在计算起吊和海上拖管等施工应力分析时,计算壁厚取为t1=t5、校核管道的水下重量时,计算壁厚取为t1=t-t6、在厂内静水压试验和投产前的水压试验,计算所需要的压力时,计算壁厚取为t2=t2.1.3管材的选择当前,碳钢海管敷设费用约万元千米,如果海管采用复合软管,则敷设费用约万元千米,因此采用复合软管进行敷设海管,节约费用。2.2混输管线的模拟校核2.2.1模拟参数确定天然气性质该区天然气各组分含量如下所示:表2-4天然气组分分子式组分Mol%相对分子质量M摩尔容积VCo2二氧化碳0.4544.01022.260N2氮气0.1628.01322.403C1甲烷35.1316.04322.363C2乙烷2.7430.07022.187C3丙烷1.4544.09722.257iC4异丁烷0.4558.12421.598nC4正丁烷0.8458.12421.504iC5异戊烷0.6072.15121.056nC5正戊烷0.6972.15120.891C6己烷1.7288.19619.365C7+庚烷及其它34.78天然气密度计算,在任意温度和压力下ρ=式中:ρ——混合气体密度;yi——iMi——i组分的相对Vi利用上面的公式,再使用MicrosoftVisualStudio软件进行天然气物性计算,包括天然气压缩系数、天然气粘度及天然气混合摩尔质量,代码见附录三,如下图2-7所示:图2-7天然气物性程序图原油性质表2-5原油物性序号项目数据序号项目数据1凝点,℃5.013元素分析m%C86.1420.1.1MPa.20℃密度kg/m3845.9H13.0330.1.1MPa.50℃密度kg/m3824.5S0.124含蜡量m%7.7N0.1214金属元素分析ppmFe22.95胶质m%5.18Cu0.56沥青质m%1.2Hg2.07相对分子量464.0Na443.08盐含量ppmNaCl65.0Ni10.29机械杂质w%0.01Ca37.510酸值mg-KOH/g0.2215残碳m%2.7411低热值kJ/kg44070.016灰分m%0.024油品在流动过程中,其温度不断变化,粘度、密度、比热容均为温度的函数,特别是当进出站温差较大时,油品物性的变化幅度也大。1、油品密度一般情况下,原油的温度在20℃至70℃之间,原油密度随温度的变化不是很大,ρ=式中:ρ——原油密度;εp、ρ0——为常数2、油品粘度油品粘度如下图所示:表2-6油品粘度温度(℃)051020304050稠度系数K1963.0流变指数0.420.690.961.01.01.01.010s-1粘度514.478.619.03.220s-1粘度343.463.33.63.230s-1粘度201.547.518.03.23、油品导热系数原油导热系数与温度的关系,可用线性关系表示如下:λ=式中:λ——原油导热系数;λ0、ετ——为常原油和成品油在管输条件下的导热系数约在0.1～0.16W/m*℃之间,大致计算可取0.14W/m土壤参数土壤的热物性参数取决于土壤的种类及土壤的温度、孔隙度、含水量等,下雪、土壤温度的昼夜及季节的波动等气象因素也会影响。铺设管道时,回填土的特性不同与自然条件下土壤的特性,热油管道投产运行后,烘烤管周围土壤,其特性也改变。管道沿线不同地区土壤的种类、性质不尽相同;同一管道不同季节,土壤的导热系数也不相同。本文计算中忽略土壤导热系数的变化,以某地输油管道的土壤分布为例,取土壤的平均导热系数为1.5Wm*℃,土壤比热容为钢管、保温层、沥青绝缘层的导热系数钢材的导热系数在46~50W/m·K,预应力混凝土管的导热系数在0.6~1.2W/m·K管道总传热系数管道总传热系数K指油流与周围介质温度相差1摄氏度时,单位时间内经过管道单位传热表面所传递的热量。它表示油流至周围介质散热的强弱,计算温降时,K是关键参数。k=式中:a1a2埋地不保温管道的k值主要取决于管道至土壤的放热系数,而土壤的导热系数受多种因素的影响,故难以得到准确的计算结果,设计时采用经验方法确定K值。在本次设计中,取K=1.5w/m·℃2.2.2混输管线的数值模拟混输管线的数值模拟采用PIPEPHASE管网仿真软件进行,软件的基本组件如下图2-8所示:图2-8PIPEPHASE软件流程图在进行PIPEPHASE软件进行数值模拟时,建立流程图如下图2-9所示:图2-9PIPEPHASE软件仿真管道埋深对埋地管道传热的影响海底输油埋地管道,如图2-10所示,埋地管道应用比较广泛,优点较多,如占地面积小施工快、保温性能好、使用年限长、工程造价低、节省建筑材料、节省土方及人力等特点,具有明显的经济效益和社会效益。在现实的管道铺设中,由于埋地管道一般距地面比较浅,容易受到地表温度变化的影响。改变管道埋深,管道周围的土壤温度场也会发生改变,这样,对管内油品温降也会产生影响。适当地改变管道埋深,不但能够减少管道的荷载,降低工程的造价,还能够减少管道在输送过程中的散热量,有效的节约能源,有利于管道的长期安全运行。因此,应根据具体情况确定合理的管道埋深。因此研究管道埋深对管道传热的影响是十分必要的。图2-10海底输油埋地管道示意图本次设计中,取H=500mm,750mm,1000mm,1250mm,1500mm。得到温度变化曲线,在这里列出了距离长,温降大的1号、4号和6号图2-111号井在不同埋地深度的温度变化曲线图2-124号井在不同埋地深度的温度变化曲线图2-136号井在不同埋地深度的温度变化曲线由上图可清楚的看到,随着埋深H的增加,管道温度降低速度逐渐变小:H=500mm时的温度下降速度最大,末端温度最小;而H=1500mm1、4、6号井在不同埋地深度时的出口压力如图2-14、2-15、2-16所示:图2-141号井在不同埋地深度的出口温度图2-154号井在不同埋地深度的出口温度图2-166号井在不同埋地深度的出口温度由上图可清楚的看到,随着管道埋深的增加,到达出口的相应温度有所提升。可是提升幅度随着埋深的增加而有所减小。综上所述,当深度不同时,其管道的散热量也不同,在埋深H较小时,散热量Q值随H变化比较激烈;当H达到一定深度后,散热量Q值随H变化较缓慢,管道热损失减少不显著。因此在埋设管道时,不能埋的过浅,这样虽然节省施工费用,但散热量很大,增加了运行费用;同样也不能埋的过深,虽然散热量降低了,节省运行费用,但施工费会相应用增加。这就存在一个最佳埋设深度问题。应用技术经济学方法,做进一步的工作,可求解出最佳经济埋设深度。在本次设计中,取H=1000mm为海底管道的最佳埋地深度管道半径的影响.1管道半径对埋地管道传热的的影响埋地管道的半径不同,在相同条件下管道内介质的温度分布规律也会有所差别。因此在设计管道的时候,管道的半径也是不可缺少的因素。以上的所有参数都不变,改变管道直径,分别取管径D=180mm,200mm,230mm,250mm,270mm,得到管道出口的不同温度,图2-171、4、6号井在不同管径的出口温度管壁向外传递热量随半径的增大而明显增大,这是由于其它条件不变的时候,半径的增加,使流量和换热面积都有所增大。因此随着半径的增加,出口温度降低,可是降低的速度变的缓慢。管道半径的减小影响原油流量,对原油的性质也有所影响,因此一定要综合各种因素来确定最合适的管径。在本次设计中,取D=230mm.2管道半径对埋地管道压降的影响埋地管道的半径不同,在相同条件下管道的压降也会有所差别。因此在设计管道的时候,管道的半径也是不可缺少的因素。以上的所有参数都不变,改变管道直径,分别取管径D=180mm,200mm,230mm,250mm,270mm,得到管道的不同压降,图2-18各井在不同管径下的压降曲线从上图中能够看出,各井的压降随管径的不断变大而减少。当管径小于200mm时,压降变化不明显,可是当管径超过200mm并不断增加时,压降会迅速降低。因此在设计管道时,管径不能太小,这样虽然节省施工费用,但压降很大;同样也不能设计管径太大,虽然压降降低了,但施工费会相应用增加。这就存在一个最佳管径的选取问题。在本次设计中,取D=230mm为海底管道的最佳埋地深度。.3管道半径对立管压降的的影响从海底多相流混输泵到海上作业平台的多相流混输非常复杂,需要考虑流型,压降,传热,应力等方面的因素。在本次设计中,首先经过经济流速V=1~2.5m/s,已经下式,进行管径的初选:d=式中:Q——原油体积流量;V——管道内原油经济流速。能够得到经济管径d=220mm,再取H=210mm,220mm,230mm,240mm,250mm,260mm,265mm,270mm,275mm,280mm,290mm。得到图2-19立管中不同管径的压降曲线由上图可清楚的看到,当管径小于220mm时,压降很快降低,管径从220mm升高到290mm时,压降在d=265mm时达到最低点,之后缓慢上升。综上所述,保温层对埋地管道传热的影响对于热油管道的运输,为了减小管道热损失,一般都是需要加保温层的。前面的计算中为了突出不同参数的影响而没有加保温层模拟运算,实际上保温层对于管道的正常安全运输是很重要的。保温层厚度是影响技术经济指标的重要参数。以上参数据的设置均不变,管道直径为0.5m,设置保温层厚度分别为σ=0.01m,0.03m,0.05m,0.07m,0.09m。保温材料选取现在国内常见的聚氨酯硬质泡沫塑料,材质的参数为:密度ρ=50kg/m3,导热系数λ=0.035W/表2-7保温层模拟结果σ1030507090q308235186143119图2-20不同厚度的保温层外传递热流密度从上面图表中可看出,保温层向外传递热流密度值随着保温层厚度的增大而明显减小,这是由于保温层越厚,保温效果越好,因此保温层向外传递的热流越小。当其它条件不变化时,原油沿程温度随保温层厚度的增加而变高。这是由于随着保温层厚度的加大,保温层的热阻增大,管道散失的热量变小,从而原油温度相比要升高。热油管道保温后,由于热阻增大,管道热损失减小,使油流沿程温降减小,平均油温升高,这使得所需加热站、泵站数减少,运行能耗降低,节约运行费用,但保温层的材料费、施工费增加。且保温层厚度增加到一定程度后,保温效果的提高就不大明显了。因此,需要综合考虑各方面因素,再对各方案进行技术经济比较,以确定最合适的保温层厚度。在本次设计中,选取δ=50mm作为聚氨酯硬质泡沫塑料保温层的最佳厚度。2.2.3混输管线数值模拟结果海底埋地管线的设计参数海底埋地管线的设计参数如下表2-8所示:表2-8海底埋地管线设计参数设计参数结果管径(mm)230壁厚(mm)10.05埋地深度(mm)1000保温层厚度(mm)50长度(m)井1866井2347井3762井4973井5287井61029管线出口温度(℃)21.94管线出口油的黏度(Pa·s0.00347管线出口液相密度(kg/m950.80167管线出口设计压力(Mpa0.5管线出口液相折算速度(m/s9.676管线出口气相折算速度(m/s)14.145管线出口无滑移密度(kg/m114.47立管的设计参数立管的设计及运行参数如下表2-9所示:表2-8海底立管设计参数设计参数结果管径(mm)265长度(m)1500泵出口设计压力(Mpa3管线出口设计压力(Mpa0.186液相折算速度(m/s1.214气相折算速度(m/s)10.049无滑移密度(kg/m106.2012.3油气多相混输泵的选择2.3.1各种海底油气多相混输泵的研究和应用情况按工作原理的不同,海底油气多相混输泵可分为旋转动力式多相混输泵和容积式多相混输泵。旋转动力式多相混输泵又分为螺旋轴流泵和多级离心泵等,容积式多相混输泵又分为活塞泵、双螺杆泵、单螺杆泵等。螺旋轴流泵螺旋轴流泵是由法国石油研究院IFP、挪威国家石油公司Statoil及法国道达尔Total石油公司三方联合投资,由苏尔寿公司Sulzer和福兰墨公司Fram。负责制造的”海神Poseidon”多相混输技术研究项目研究开发的一种旋转动力式泵。螺旋轴流式多相泵由若干级压缩单元组成,如下图2-21所示每个压缩单元包括一个叶轮转子和一个导叶整流器。其工作原理是当多相流体进人叶轮后,在高速旋转的叶轮中获得动能,经过导叶的扩压作用将此动能转换为压力能,同时利用导叶叶片的剪切作用破碎叶轮出口的大气团,在一定程度上调整多相流体流动状态,为下一压缩单元的正常工作提供保证。随介质压力的升高,流体的含气率下降,叶轮转子和导叶整流器的结构改变以适合不同的含气率。其中螺旋形叶轮和导叶强迫多相介质沿轴向运动,有效地防止了多相介质在流道内的相态分离。由于叶片间存在足够的间隙,这种泵在流体中含有小部分固体颗粒的情况下仍能运行。螺旋轴流泵与容积式泵的根本区别在于其压力的增加不是由体积的变化所引起,而是由能量的传递和转化实现的。这种泵适用于大流量、高转速、低含气率的场合。到当前为止,福兰墨公司和苏尔寿公司依然是世界上主要的生产螺旋轴流泵的公司。图2-21螺旋轴流泵示意图”海神”项目于从1984年开始,1987年设计制造出第一台P300型多相混输泵。1994年挪威国家石油公司在其所属的北海GullfaksA平台上安装了由福兰墨公司制造的P301型多相流混输泵系统。自1987年”海神”项目研发出螺旋轴流泵以来,福兰墨公司又和壳牌国际石油公司合作研究了一项水下多相流混输泵站项目SMUBS系统,该系统于1994年在水深270m的挪威Drau-gen油田投产运行。此次运行是螺旋轴流泵第一次在海底油气多相混输泵系统中的应用。受距中心设施距离、水深及高压、优质给水要求成本的制约,SMUBS系统的应用受到一定的限制。福兰墨公司又于19%年开发出电力驱动的水下多相混输增压泵站ELSMUBS系统,并分别于1998年在中国南海水深330m的陆丰油田,在赤道几内亚的几处油田进行了应用。到当前为止福兰墨公司已经在世界各地的海底油田安装了20多个水下多相混输系统,发展形成了FDC,FSC和FMM3种水下多相混输系统。苏尔寿公司生产的螺旋轴流泵主要应用于陆上和海上平台,海底应用方面该公司正在与法国德克尼普公司Technip和法国石油研究院合作生产一种新型的水下多相混输泵系统,该系统能够选用电动机和汽轮机两种方式进行驱动。国内方面从20世纪90年代开始了地面螺旋轴流式混输泵的研究工作。中国石油大学1996年起以螺旋轴流式多相混输泵作为研究目标,从输送机理及结构设计、性能预测和内部能量交换、试验研究3个方面开展了油气多相混输泵的研究工作,到,先后完成了3代原理机的性能试验研究,在叶片选型、扬程估算、性能预测模型建立以及内部流动规律研究方面都取得了一定的进展。为研制开发新型井下螺旋轴流式气液混输泵,中国石油大学专门设计、安装、调试了气液混输泵试验台,并在完成试验台的基础上进行了井下螺旋轴流式混输泵输送纯液以及气液两相介质时的外特性试验。多级离心泵井用电潜泵的一种,如下图2-22所示其具体结构为多级离心泵。主要生产公司有法国的斯伦贝谢Sehlumberger公司和美国贝克休斯公司旗下的Centrilift公司。多级离心泵是一种大排量举升石油的无杆抽油装备,具有排量大、扬程高、用途广、管理方便、检泵周期长、经济效益好等优点,大量应用于注水趋油、高含水和低气油比的油井。由于不能在高含气率的情况下运行,这种泵当前在海下混输系统中应用较少。12月Sehlumberger公司为巴西石油公司生产了一台用于水深1400m,含气率22%的多级离心混输泵系统,该系统一直运行到12月。Sehlumberger公司为巴西石油公司生产了一台用于水深1350m,含气率10~40%的多级离心混输泵系统。Centrilift公司为美国阿纳达科石油Ana-dark。公司生产了用于水深1110m,含气率为57%的多级离心泵。图2-22多级离心泵示意图活塞泵活塞泵是最简单直接的一种混输泵,经过活塞直接对混合流体进行压缩而使得混合流体压力升高,经过阀控制流人和排出。这种泵适合用于低转速、高含气率、高压力的场合。活塞泵第一次海下油田的使用是在1998年6月在加拿大的国际油田。1999年威德福油田服务有限公司生产了一种柱塞式活塞泵,这种泵在开始在美国的墨西哥湾进行安装使用。单螺杆泵下图2-23示出单螺杆泵典型结构,单螺杆泵在石油输送领域被大量应用在井下泵中,是一种内啮合的密闭式螺杆泵,属于转子式容积泵,依靠螺杆与衬套相互啮合在吸人腔和排出腔产生容积变化来输送液体的。主要工作部件由具有双头螺旋空腔的衬套(定子)和在定子腔内与其啮合的单头螺旋螺杆(转子)组成。当传动轴经过万向节驱动转子绕定子中心作行星回转时,定子一转子副就连续地啮合形成密封腔,这些密封腔容积不变地作匀速轴向运动,把输送介质从吸人端经输送至压出端,吸人密闭腔内的介质流过定子而不被搅动和破坏。单螺杆泵由于容积效率小,转子定子接触,需定期更换橡胶定子等缺点在海下油田中应用很少。图2-23单螺杆泵示意图双螺杆泵下图2-24、2-25示出双螺杆泵的典型结构:轴承为外置式,与介质不接触,润滑条件好。流体从两端吸人,从中间排出,螺杆两端处于相同压力下,故螺杆轴向力可自行平衡。主螺杆依靠同步齿轮驱动从螺杆,螺杆间能保持一定间隙,避免了两螺杆的接触,既减少了磨损,又可允许非润滑介质的经过。在双螺杆泵泵中,转子的转动和啮合产生了一个或多个连续从人口区域向出口区域运动的腔。双螺杆泵具有强制输气(液)的特点,因而无论含气率如何变化,都能够强制性地将油气从人口经过各腔室输送到排出口,性能不会因为含气率的提高而大幅下降,因此它能够输送含气率较高的混合物。这种泵具有运转平稳可靠,能在宽广的转速范围内保持高效,适合变频驱动,允许输送介质中含泥沙等杂质,适合中、小流量和低、中、高扬程,流量稳定等特点。但也存在输送流量较小,对泥沙敏感,螺杆外缘与缸体磨损后压力迅速降低,致使该型泵工作可靠性低、维修量大、寿命低、运行成本高等问题。海底应用的双螺杆油气混输泵的主要生产商有德国伯曼、雷士Leistritz公司、美国Flowserve等公司。图2-24双螺杆泵内部结构示意图图2-25双螺杆泵外部示意图混合泵海底油气混输泵可分为以旋转轴流泵为典型代表的旋转动力式多相泵和以双螺杆多相混输泵为典型代表的容积式多相泵。其中双螺杆泵在高压差情况下效率较低,轴流泵虽然效率高但受力距较大。由Pierre-JeanBibet,BernardQuoix和HaakonGrimstad提出了一种混合式油气混输泵。该混合泵由两个部分组成,前一个部分为若干级轴流泵结构的叶片,后一个部分为若干级类似离心泵结构的单元,多相流体经过第一段后含气率下降到10%以内,从而满足离心泵结构适用于低含气率的情况。这种混合式油气混输泵已经生产了一种两级轴流叶片单元加两级离心泵叶片单元的样机,当前正在系统的测试中。2.3.2混输泵的选择下图2-26示出各种油气多相混输泵的压力和流量的应用范围。图2-26多相流混输泵的压力流量应用范围水下油气多相混输生产系统与传统的固定平台生产系统相比,不需要增加分离装置,占地面积小,油气输送共同使用一根管路,同时经过降低井口回压,增加油气产量,从而节省大量的油田开发费用。促进了全球海上石油勘探开发由浅水海域转向深水海域,还使边际油田得以开发利用,具有显著的经济效益和广泛的应用前景。在本次设计中能够由扬程和流量选择使用单螺杆泵或双螺杆泵进行油气混输。单螺杆泵和双螺杆泵的区别如下表2-9所示,故最终选择双螺杆泵进行油气混输。表2-9单、双螺杆泵的设计参数对比再由下表2-10所示,能够准确的选择油气混输双螺杆泵的型号:表2-10不同型号的双螺杆泵的设计参数由上图可知,应选择6.9-40型号的双螺杆多相流混输泵进行海底到海面的油气混输工作。2.4防腐与阴极保护2.4.1防腐与腐蚀监控腐蚀监测.1腐蚀监测的目的1、系统了解生产系统腐蚀状况,为腐蚀的防护提供科学的决策依据;

2、系统评价防腐措施效果,为合理投加缓蚀剂提供数据依据;

3、为合理的制定工作制度、减缓腐蚀提供基础数据;

4、为腐蚀检测做出计划安排提供数据依据;

5、为腐蚀预测、风险性评估及安全性管理提供数据基础。腐蚀监测积累的大量数据,为腐蚀预测数学模型的建立以及管道风险性评估及安全性管理提供大量数据基础。因此,开展油气田生产系统腐蚀监测具有十分重要的作用。.2腐蚀监测设计原则腐蚀监测点的总体设计原则:以捕捉在该系统中腐蚀最为严重的部位为目标。1、油气井单井选择原则:

(1)油气井产量相对较大且生产稳定的井;

(2)不同区块,不同层系的井;

(3)不同含水率的井。

具体设置部位:单井井口或计量、接转站各单井来液进汇管前。

2、集输支、干线选点原则:

(1)含水率较高的集输干、支线;

(2)具体设置部位:支、干线起点和终点。

3、联合站内监测点的设置:根据处理工艺流程进行监测点的设置。.3腐蚀监测方法的优选腐蚀监测技术在国外经过近五十年的发展。腐蚀在线监测技术一般指能够测量真实环境中金属腐蚀变化规律的技术。监测技术能够划分为两大类:金属损失测量技术和电化学测量技术。如:失重法(WL)、电阻法(ER)、感抗法(IR)、线性极化(LPR)、电化学噪声(EN)、电化学阻抗(EIM)和电场指纹法(FSM)、氢探针等技术。

常见的试件失重法、电阻法、线性极化电阻法(弱极化)、电感阻抗法、插入式氢探针等腐蚀监测方法均为插入式腐蚀监测方法。.4腐蚀监测设计根据本工程工艺流程特点,腐蚀监测主要针对单井及集输管道系统。在各单井站和集输干线附近设置采用挂片+电阻探针联合监测装置。防腐层的选用.1设计原则技术可靠、经济合理,结合国内技术水平、施工能力以及腐蚀环境,因地制宜地选用适合的防腐层。.2管路常见防腐层介绍1、三层挤压聚乙烯防腐层(3PE)三层挤压聚乙烯防腐层由熔结环氧底层、胶粘剂中间层和高密度聚乙烯外层组成,具有优异的粘接性能、耐化学介质(除强氧化性酸外)侵蚀的能力、机械性能和耐土壤应力性能,低吸水率、稳定性高及施工后的完整性高,适用于管道运行温度≤70℃的土壤和浸水环境中,是埋地和水下管道防腐层中综合性能较优良的防腐层。近年的大中型管道工程中大多采用该防腐层,使用效果好,经济效益明显。当前国内一般防腐厂可预制管径范围Φ76－Φ1400,各大管厂和各油气田均有规模不等的防腐厂,根据<埋地钢质管道聚乙烯防腐层>(GB/T23257-)的规定,常温型3PE防腐层使用温度范围≤50℃,高温型3PE防腐层使用温度范围≤70。2、二层挤压聚乙烯防腐层(2PE)二层挤压聚乙烯防腐层由胶粘剂层和高密度聚乙烯层组成,与3PE相比除粘接性能和耐阴极剥离性能稍差外,其余性能与3PE相当,但价格更低。3、熔结环氧与挤压聚乙烯防腐层相比具有致密性差、吸水率大,针孔多,容易鼓泡的缺点,但其耐温性高于聚乙烯防腐层。由于环氧树脂孔隙率高、吸水率较大,加上环氧树脂的延伸率低等因素,近期国内大中型等大口径管道工程使用较少。4、聚乙烯胶粘带防腐层聚乙烯胶粘带防腐层为不需加热施工的防腐层,具有施工方便灵活、防腐层致密、吸水率小、耐化学侵蚀等特点,但存在耐土壤应力差的特点。剥离强度是胶粘带性能指标中应该重点关注的,一般应采用有隔离纸的胶粘带,且对底漆钢的剥离强度应达到40N/cm以上,对背材的剥离强度应达到20N/cm以上。与三层结构聚乙烯防腐层比较,耐高温性和剥离强度都还有一定差距,且造价较三层PE还高。从方便施工操作方面考虑,聚乙烯胶粘带比较适合站内零星管道的防腐和挤压聚乙烯防腐层预制线不能预制的小管径管道的防腐层。.3管路防腐层的选用原则防腐层是管道保护的基本屏障,防腐层选用应根据管线具体敷设环境的地形、土质状况,结合国内成熟的防腐层的使用情况,以及技术可靠、经济合理、管理维护方便、现场施工适应性强为选用原则。保温层下防腐层或涂料的选择主要应考虑与基体金属的粘结性、防水致密性、耐化学介质、在工作温度下其性能保持不变。2.4.2阴极保护阴极保护总体方案阴极保护作为防腐层保护的一种必不可少补充手段,对管道安全运行起着重要的作用。为保护地下金属构筑物,减少腐蚀影响,根据<钢质管道外腐蚀控制规范>(GB/T21447-),推荐对本工程站外埋地线路管道采用强制电流阴极保护。阴极保护站设置原则阴极保护站设置应结合工艺站场的具体位置,根据阴极保护系统计算所确定的最大站间距和现场选择阳极地床的情况等因素确定阴极保护站的位置及数量。阴极保护辅助设施1、绝缘接头安装为防止阴极保护电流流失,在进、出站场的线路管道上安装相应规格的绝缘接头。2、防浪涌保护为保护阴极保护设备和绝缘接头免受雷电高压电涌的破坏,在绝缘接头安装处及线路管道进、出阀室的位置设置避雷器。避雷器采用等电位连接器。2.5线路保温层的选择2.5.1保温材料的选用原则传统的保温材料从材质来分,其类型有:膨胀珍珠岩、普通玻璃棉、超细玻璃棉、硅酸盐、矿棉、岩棉、石棉、泡沫塑料、泡沫玻璃等,其选择原则为:

1、导热系数不得大于0.12W/(2、密度不大于400kg/3、硬质成型制品的抗压强度不应小于0.294MPa。4、在使用温度下性能稳定,保温材料制品的允许使用温度应高于介质温度。5、阻燃或不燃,水分含量小、吸水率低,对金属无腐蚀作用。6、使用年限长,复用率高,易于加工成型,便于施工。7、在相同温度范围内,所用的保温材料应是导热系数小,密度低,造价低,就近或就地取材,易于施工。2.5.2保温材料的选用根据SY/T0415-96<埋地钢质管道硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温层技术标准>的要求,埋地管道防腐保温基本结构为:防腐层＋保温层＋防护层＋端面防水帽,结构见下图2-27所示:图2-27保温层内部结构示意图图中:1——保温层;2——防护层;3——防水帽;4——防腐层;5——管道。在本次设计中,埋地保温材料采用最常见、最经济的硬质聚氨酯泡沫塑料。聚氨酯泡沫塑料用于输送介质温度不超过100℃的管道,由多异氰酸酯、组合聚醚组成,其中发泡剂应为无氟发泡剂。多异氰酸酯、组合聚醚、硬质聚氨酯泡沫塑料的性能应满足SY/T0415-96的要求。第三章FPSO海上浮式生产储油船FPSO,FloatingProductionStorageandOffloading,海上浮式生产储油船,如下图3-1所示。FPSO是对开采的石油进行油气分离、处理含油污水、动力发电、供热、原油产品的储存和运输,集人员居住与生产指挥系统于一体的综合性的大型海上石油生产基地。与其它形式石油生产平台相比,FPSO具有抗风浪能力强、适应水深范围广、储/卸油能力大,以及可转移、重复使用的优点,广泛适合于远离海岸的深海、浅海海域及边际油田的开发,已成为海上油气田开发的主流生产方式。图3-1FPSO结构示意图FPSO集合了各种油田设施,对油气水生产处理实施分离处理和原油储存,故被称为”海上工厂”、”油田心脏”。综合评估油气田的基础数据,多方面考量,设计方案确定选择FPSO浮式生产的方式,既节约投资成本,灵活性又高。3.1FPSO总体设计3.1.1总体设计概念FPSO是全海式油田开发工程中的核心单元。从油田生产中生产的井流经海底管线、单点被送到FPSO上油、气、水处理模块,经脱水、脱气处理后达到稳定的合格商用原油储存于FPSO的原油储存舱中,由运油轮定期将储存仓中的商用原油送至炼油厂,以保证FPSO在海上油田的连续作业。FPSO的总体设计是由许多子系统组成的一个大系统,主要包括三大系统:船舶系统、上部油气处理设施和系泊系统。船体的总体设计关系到FPSO的总体性能、整体的安全性、建造的经济性、总体布置的合理性和使用的可靠性。船体的具体建造不是设计的重点,在此用下图3-2简单说明。图3-2船体建造示意图3.1.2设计规范和标准FPSO是集油气水处理、生活、发电、热站与原油外输于一体的极为复杂的生产装置。现代FPSO的设计都